法人電気料金ナビ
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POWER SUPPLY ／ 電力調達の仕組みを知る
どのエリアでどれだけ捨てられているか
太陽光発電の導入拡大に伴い、電力需要の少ない時間帯に余剰電力が発生し、「出力制御（カーテイルメント）」が 常態化するエリアが増えています。九州では昼間時間帯の13.8%で抑制が発生し、ピーク時には4,838MWもの太陽光出力が カットされています。30分値の実績データからエリア別・月別の抑制状況を分析し、法人の太陽光投資判断や 契約選択への影響を解説します。
電力系統は常に「需要＝供給」のバランスを保つ必要があります。太陽光の発電量が需要を上回ると 周波数が乱れるリスクがあるため、一般送配電事業者が太陽光発電所に出力を下げるよう指示します。 これが出力制御です。制御された電力は発電されず、いわば「捨てられた」状態になります。
FIT/FIP売電収入への影響
出力制御中は発電できないため、売電収入がゼロになります。FIT認定設備でも制御対象となり、 投資回収計画に直接影響します。
自家消費型への影響
自家消費型太陽光は系統への逆潮流を制御されるケースがあります。蓄電池との併用で 自家消費率を高める対策が有効です。
主要5エリア（九州・四国・関西・東北・中国）の月別平均抑制量（MW）です。 春季（3〜5月）に抑制が集中し、夏季はほぼゼロになる季節パターンが鮮明です。
出典: 各一般送配電事業者公表の30分値データを集計（2024年2月〜2026年4月）
| エリア | 抑制頻度 | 最大抑制量 | 平均抑制量 | 備考 |
|---|---|---|---|---|
| 九州 | 13.8% | 4,838 MW | 62 MW | 全国最多。3〜4月が深刻 |
| 四国 | 10.5% | 1,230 MW | 17 MW | 需要規模小で余剰吸収困難 |
| 関西 | 10.1% | 2,650 MW | 19 MW | 原子力ベースロードとの競合 |
| 東北 | 7.8% | 3,751 MW | 36 MW | 風力との同時余剰も発生 |
| 中国 | 6.9% | 2,348 MW | 20 MW | 太陽光シェア15.8%で上位 |
| 中部 | 3.2% | 1,982 MW | 5 MW | 春季のみ一時的に発生 |
| 北陸 | 2.6% | 703 MW | 1 MW | 太陽光導入量自体が少ない |
| 北海道 | 1.6% | 461 MW | 1 MW | 蓄電池で一部吸収 |
| 東京 | 0.0% | 0 MW | 0 MW | 需要最大でまだ吸収余力あり |
抑制が最も深刻な時期。日射量が多い一方、冷暖房需要が少なく電力需要が年間最低水準。九州では3月に565.6MW、4月に851.8MWの平均抑制が発生。
冷房需要で電力消費が増加し、太陽光の出力を吸収できるため抑制はほぼゼロ。九州でも7月の抑制はゼロ。
気温が下がり始め需要は緩やかだが、日射はまだ強い時期。九州で114.7MW（10月）、関西で44.0MW（11月）と中程度の抑制。
暖房需要で電力消費が増加するが、日射量も減少するため抑制は少ない。ただし九州は2月でも35.7MWの抑制が発生。
東京エリアの太陽光抑制率は0.0%です。これは太陽光が少ないからではなく（出力は全国最大の最大17,840MW）、 需要が全国最大で余剰が発生しないためです。さらに東北から常時4,000MW超の電力を輸入しており、 連系線を通じて東北の余剰電力も吸収する受け皿になっています。
ただし将来的に太陽光導入がさらに進めば、東京エリアでも昼間の余剰が発生する可能性があります。 その場合、ダックカーブの深化とともに 抑制が始まるシナリオも想定されます。
九州・四国で太陽光のFIT/FIP売電を検討する場合、春季の抑制リスクを投資回収計算に織り込む必要があります。 蓄電池併設やオフサイトPPA先のエリア選定も重要な判断要素です。
出力制御が発生するほど太陽光が余る＝昼間のJEPX価格が低下します。市場連動型プランの場合、 昼間のコストが安くなる一方、夕方のランプアップ時に急騰するリスクがあります。
抑制エリアでは昼間に電力が余っています。蓄電池や蓄熱、EV充電などで昼間に電力を使う「需要シフト」は 系統にも企業コストにも有益な戦略です。
抑制により発電されなかった電力もFIT買取対象にはなりませんが、FIT導入量の増加は再エネ賦課金の 上昇圧力に。法人は賦課金コストと抑制ロスの両面を意識する必要があります。
A.①自社発電、②相対契約（特定発電事業者から購入）、③JEPX市場、④先物市場、⑤再エネPPA、の5経路が主流です。各事業者の調達構成は公表されています。
A.需給バランスで決まります。需要が高い・供給が逼迫すると価格上昇、再エネ大量発電や需要低下で価格下落。30分単位で売買されます。
A.将来の供給力（発電所）を確保するための市場です。2020年に初回オークション開始、2024年から供給開始。コストは小売事業者経由で需要家に転嫁されます。
A.容量市場は「将来の発電能力」を取引、需給調整市場は「リアルタイムの調整力」を取引。両者は補完関係にあり、安定供給の二本柱です。
A.東京商品取引所（TOCOM）・欧州エネルギー取引所（EEX）で取引可能。大手法人がリスクヘッジ目的で活用する事例があります。中小企業には敷居が高め。
原発全停止により火力依存上昇。LNG輸入急増、電気料金構造が大きく変化。
再エネ普及の起点。再エネ賦課金が新たな料金構成要素に。
低圧需要家も電力会社を選択可能に。新電力急増。
全国初のエリア全停電。BCP・分散電源への注目高まる。
LNG在庫不足と寒波で年末年始に異常高騰。新電力撤退の発端。
LNG・石炭価格急騰。法人電気料金の歴史的高騰の引き金に。
全国初の警報発令。需給ひっ迫対応の重要性が認識される。
国の補助金で電気代を一時的に抑制。2024年度以降段階的縮小。
送配電事業者の総収入規制を本格運用。長期の料金安定化を狙う。
GX-ETS・化石燃料賦課金の段階導入が決定。中長期のカーボンコスト上昇要因。
容量拠出金が小売事業者・需要家のコスト増要因として顕在化。
排出量取引が義務化。電力会社の排出枠コストが料金に転嫁される段階へ。
※ 主要な電力市場・料金に影響を与えたイベントを年表化したものです。詳細は各種公的資料をご参照ください。
太陽光出力制御による市場価格変動が自社のコストにどう影響するか、シミュレーターで確認できます。
記事を読んで気になった点があれば、エネルギー情報センターにお気軽にご相談ください。法人・自治体の電力契約に精通したスタッフが、中立的な立場で判断材料を整理します。初回相談は無料です。
中立的な立場で、特定の電力会社への勧誘は一切行いません。